De wijziging is onderdeel van de zogeheten Single Day-Ahead Coupling (SDAC), een gezamenlijk project van de Europese transmissiesysteembeheerders (Transmission System Operator (TSO)) en de beurzen (Nominated Electricity Market Operators (NEMO’s)). Het doel is een uniforme Europese dagmarkt die de grensoverschrijdende handel optimaliseert en beter aansluit bij de groei van hernieuwbare energie. 

De Europese Commissie heeft vastgelegd dat de onbalansperiode (Imbalance Settlement Period (ISP)) in de hele Europese Unie 15 minuten moet bedragen. Tot nu toe werkte de belangrijkste markt, de ‘day-ahead’, nog met uurprijzen. Daardoor ontstond een verschil tussen prijsvorming en de manier waarop onbalans werd afgerekend. Met de overstap naar kwartierproducten worden markt en systeem beter op elkaar afgestemd.

Robuuster systeem

Volgens de beurzen is de hogere tijdresolutie vooral nodig om de fluctuaties van wind- en zonne-energie beter te verwerken. Prijsvorming per kwartier maakt de markt gevoeliger voor snelle veranderingen in productie en verbruik. Daarmee wordt het eenvoudiger om vraag en aanbod in balans te brengen, en wordt het elektriciteitssysteem robuuster. 

Oorspronkelijk stond de invoering gepland voor 11 juni 2025. Die datum werd echter niet gehaald. Het Market Coupling Steering Committee (MCSC) besloot het ‘live’ gaan uit te stellen naar 30 september, omdat sommige landen en marktpartijen er nog niet klaar voor waren. Niet de techniek, maar de organisatie was de beperkende factor. Systemen moesten nog worden aangepast, contracten herschreven en marktprocessen opnieuw ingericht. Door dit uitstel kregen alle partijen extra tijd om hun interne processen en IT-systemen op de nieuwe structuur voor te bereiden. Sinds 1 oktober 2025 worden de leveringen daadwerkelijk in kwartieren afgerekend.

Zorgen

Hoewel de overgang breed wordt gedragen, waren er vooraf ook zorgen. Zo waarschuwde EPEX SPOT in het voorjaar nog dat tests niet altijd stabiel verliepen. Tijdens ‘proefruns’ eindigde ongeveer 20% van de sessies met een onverwachte ‘decoupling’, een situatie waarin de koppeling tussen nationale markten tijdelijk wegvalt en prijzen dus afzonderlijk worden bepaald. Uiteindelijk stemde EPEX tegen de invoering in juni, maar de latere datum gaf voldoende ruimte om de kinderziektes op te lossen. 

Ook marktanalisten plaatsten vooraf kanttekeningen. Dexter Energy, een Nederlands bedrijf dat AI-gedreven handelsmodellen ontwikkelt, publiceerde in september een analyse van de mogelijke effecten. Hun experts zien de overgang als noodzakelijk voor de integratie van hernieuwbare energie, maar wijzen tegelijk op risico’s. Denk aan complexiteit voor handelaren, het zogeheten zaagtandpatroon, en de impact op businessmodellen. 

Besparing van miljoenen euro's

Voor de markt is het een technische wijziging van formaat. Maar voor dynamische energieleveranciers had het al veel eerder gemogen en gekund, stelt Remko ten Barge. Hij is voorzitter van de Vereniging van Dynamische Energieleveranciers (VVDE) en voormalig CEO van NieuweStroom, de eerste vergunninghoudende dynamische energieleverancier sinds 2012. “Deze stap haalt miljoenen euro’s aan onvermijdbare onbalanskosten uit het systeem. Tot nu toe verkochten leveranciers stroom aan klanten op uurbasis, maar kochten die zelf al per kwartier in. Daardoor zat er structureel onbalans in het systeem, vooral bij het opkomen en ondergaan van de zon. Die kwartieren liepen enorm uit de pas, en dat kostte vele miljoenen euro’s.”

Sinds 30 september zijn inkoop en verkoop gelijkgetrokken. “Dit betekent dat leveranciers minder scheef zitten tussen de momenten waarop ze stroom inkopen en leveren. Dat geld moet uiteindelijk bij de klant terechtkomen, via lagere tarieven of meer ruimte voor dynamische prijscontracten.”

Beter dan verwacht

Hamvraag is natuurlijk: werkt het naar behoren? Volgens de VVDE-voorzitter is de invoering beter verlopen dan menigeen had verwacht. “Er waren zorgen over de complexiteit voor handelaren en IT-systemen. Maar in de praktijk functioneert het prima. De markt is niet ingestort, er zijn geen storingen geweest en leveranciers met dynamische contracten merken direct dat de prijzen zuiverder zijn geworden.”

Wel benadrukt Ten Barge dat het voordeel niet automatisch bij elke leverancier terechtkomt. “Veel kleinere energieleveranciers zijn zelf geen programma-verantwoordelijke partij (Balancing Responsible Party (BRP)). Als die de voordelen niet goed hebben doorvertaald in hun keten, blijven de baten hangen bij de BRP of de handelaar. De uitdaging is nu om te zorgen dat dit voordeel daadwerkelijk wordt doorgegeven aan de eindgebruiker.” 

De overgang naar kwartierprijzen stond al jaren op de planning, maar liep herhaaldelijk vertraging op. “Oorspronkelijk zou dit zelfs al in 2023 worden ingevoerd”, vertelt Ten Barge. “Er waren steeds technische hobbels tussen de nationale markten en de Europese SDAC-koppeling. Bovendien vergde het aanpassingen in de software van alle leveranciers, meetbedrijven en netbeheerders. Nu het eenmaal draait, vragen velen zich af waarom het niet eerder is gebeurd.”

Granulariteit

De kern van deze verandering is wat Ten Barge ‘granulariteit’ noemt: de markt kijkt niet langer in grove uren, maar in veel preciezere kwartieren, zoals het elektriciteitsnet zelf ook functioneert. “Zon en wind veranderen niet per uur, maar per kwartier of zelfs sneller. Door dat nauwkeuriger te prijzen, weerspiegelt de markt veel beter de werkelijkheid. De prijspieken worden scherper, maar ook eerlijker. En dat stimuleert slimme aansturing van verbruik, bijvoorbeeld via laadpalen, batterijen of koelinstallaties.” 

De VVDE-voorzitter ziet de invoering als een noodzakelijke stap op weg naar een meer geautomatiseerde energiemarkt. “Vroeger stond mijn schoonvader ’s nachts op om de vaatwasser en wasmachine aan te zetten bij lage uurprijzen. Dat is uiteraard niet schaalbaar. Met kwartierprijzen en slimme software kan dat soort optimalisatie volledig automatisch. Dit vormt de basis voor ‘demand response’ - het flexibel afstemmen van verbruik op prijs en beschikbaarheid - en voor toepassingen als lokale flexibiliteit en congestiemanagement.”

Gevolgen voor mkb-bedrijven

Juist voor kleinzakelijke gebruikers en het mkb kan de invoering grote voordelen hebben. “De meeste ondernemers hebben niet de tijd of kennis om zelf actief met energiemanagement bezig te zijn”, zegt Ten Barge. “Maar met kwartierprijzen kunnen software-platforms, batterijen of slimme laadpleinen automatisch inspelen op prijssignalen. Een bakker of koelbedrijf hoeft dan niets te doen en profiteert toch van de lagere systeemkosten.” 

Volgens hem ligt hier een belangrijke kans. “De onbalans die we nu uit de markt halen, vertegenwoordigt miljoenen euro’s. Als dat doorwerkt in de tarieven, kan een mkb’er structureel besparen, zonder zelf risico te lopen of ingewikkelde handelingen te verrichten.”

Volgende innovatiefase

De kwartierprijs is volgens Ten Barge het begin van een volgende innovatiefase. “Nu zijn de onvermijdbare onbalanskosten geëlimineerd en de volgende stap is dat klanten zelf flexibiliteit gaan inbrengen. We moeten toe naar een systeem waarin ondernemers hun verbruik kunnen laten meebewegen met actuele marktsignalen. En dat betekent niet alleen de ‘day-aheadprijs’, maar ook de ‘TenneT-flexmarkten’ en lokale netprikkels.” 

Als ondernemer denkt Ten Barge daarom aan zogenoemde ‘time-of-use-tarieven’, waarbij meerdere prijsprikkels samenkomen. “Dát is mijn visie op de toekomst van energiecontracten. De klant hoeft niet midden in de nacht op te staan, maar kan wel profiteren als software zijn apparaten slim aanstuurt. Flexibiliteit is de nieuwe ster in de energiemarkt.”